OPTIMASI RANTAI PASOK LNG: STUDI KASUS KEBUTUHAN LNG DI BALI

Transkripsi

1 OPTIMASI RANTAI PASOK LNG: STUDI KASUS KEBUTUHAN LNG DI BALI I Putu Yusna Armita*, Ketut Buda Artana**, AAB Dinariyana D.P.*** Department of Marine Engineering, Faculty of Marine Technology, Sepuluh Nopember Institute of Technology * putu_yusna@yahoo.co.id ** ketutbuda@its.ac.id *** kojex@its.ac.id ABSTRACT Economic development in Bali highly depends on the development in tourism sector. To provide tourism services satisfactorily, the continuous supply of electricity is necessary. Nowadays, the supply of electricity is provided by three power plants which are driven by diesel power generators. In their operation, these three diesel power generators require high speed diesel fuel (HSD). One attempt to cut subsidiary in electricity cost, a conversion program to switch the HSD to liquefied natural gas (LNG) to be supplied to diesel power generator was established in LNG has been proven to have an advantageous in economical point of view. LNG is a liquid form of natural gas with methane as its main component. In this form, LNG fills up about 1/600 of its volume in comparison to gas and it makes an LNG possible to be carried by LNG carrier. In this study, three sea transportation-based distribution models to fulfill the LNG demand in Bali from Pagerungan, one of LNG sources in Indonesia are proposed. The distributions patterns were modeled into linear programming models and solved using optimization software called Excel Solver. The designed models were constructed by considering the size of refinery plant, terminal, floating storage and regasification unit (FSRU), and various types of LNG carrier. One model that gives the lowest transportation cost is chosen from these three designed distribution models. Investment calculation was done for the chosen model in order to validate input as well as the result of optimization. From the optimization and investment calculation procedures, the lowest selling price of LNG is obtained at USD 3,82/MMBtu. Keyword: LNG Supply Chains, Linear Programming, Investment Cost PENDAHULUAN Penggunaan bahan bakar gas untuk produksi listrik masa depan mungkin akan jauh lebih efektif daripada terus menggunakan BBM atau batu bara. Selain itu penggunaan gas alam untuk keperluan diluar pembangkit listrik juga perlu diperhatikan misalnya untuk keperluan rumah tangga domestik maupun keperluan dalam lingkup perhotelan. Secara garis besar pemanfaatan gas alam dibagi menjadi tiga garis besar, yaitu gas alam sebagai bahan bakar, bahan baku dan gas alam sebagai komoditas energi untuk ekspor, yakni Liquefied Natural Gas (LNG). Jika dilihat dari segi penggunaannya, gas alam memiliki keunggulan dibandingkan pemanfaatan sumber bahan bakar jenis HSD dan batubara yaitu sifatnya yang rendah polusi atau dengan kata lain ramah lingkungan, serta keunggulan dalam hal transportasinya. Di Indonesia, permintaan tenaga listrik yang terbesar adalah wilayah Jawa-Bali, dimana untuk wilayah tersebut menyerap 77% kebutuhan listrik. Untuk membantu proses suplai listrik, Bali sebagai salah satu daerah dengan tingkat kebutuhan listrik yang besar memiliki tiga pembangkit listrik utama milik PLN. Ketiga pembangkit tersebuat adalah PLTG Gilimanuk dengan kapasitas 130 MW, PLTG dan PLTD Pesanggaran dengan kapasitas 162 MW serta PLTG di Pemaron dengan kapasitas 80 MW. Ketiga pembangkit listrik tersebut yang sampai tahun 2010 kemarin masih menggunakan solar (HSD). Untuk mengganti penggunaan solar (HSD) maka dapat menggunakan Liquefied Natural Gas (LNG). Salah satu ladang gas alam yang dekat dengan Bali adalah ladang Pagerungan, Madura yang berada di bagian utara Bali. Pagerungan merupakan salah satu penghasil gas alam dengan jumlah produksi gas alam (menurut data Pertamina) Gas Production = MSCF (Million Standart Cubic Feet) per hari. Dengan adanya suplai dari Pagerungan ini, tentu diperlukan juga suatu analisa rancangan dan bagaimana pengoperasian yang optimal untuk sistem rantai suplai LNG dari ladang gas alam Pagerungan menuju Bali. Penelitian ini bertujuan untuk mendesain tiga model distribusi LNG dari Pagerungan menuju Bali, menentukan model yang memiliki biaya total transportasi paling minimum, menghitung jumlah muatan serta biaya transportasi dari model yang memiliki biaya total transportasi paling minimum, menghitung estimasi biaya investasi rantai suplai LNG untuk model yang memiliki biaya total transportasi paling minimum, menghitung margin harga jual LNG. METODELOGI 1. Pemodelan Alur Distribusi Pemodelan alur distribusi diterapkan untuk mengetahui gambaran bagaimana pola distribusi yang akan dilakukan mulai dari loading terminal sampai pada receiving terminal. Pada penelitian ini, alur distribusi LNG dibedakan menjadi tiga model. Ketiga model tersebut tentunya memiliki perhitungan biaya yang berbeda kedepannya, dikarenakan efisiensi dari fixed cost dan biaya variabel. Pemodelan alur distribusi ini dibedakan menjadi pemodelan dengan gambar alur distribusi serta pemodelan secara matematis. a. Pemodelan Gambar Alur Pemodelan ini menggunakan gambaran secara deskriptif, sehingga mendapatkan gambaran awal

2 mengenai alur distribusi dari loading terminal menuju ke receiving terminal. Gambaran alur distribusi tersebut dibedakan menjadi tiga pola alur distribusi. Berikut gambaran dari pola masing-masing LNG Carrier Pemaron Pemaron Power Plant LNG Carrier LNG Carrier Gilimanuk Jimbaran Gambar 1. Model 1 Alur Distribusi LNG Gilimanuk Power Plant Pesanggaran Power Plant Gambar diatas merupakan pola alur distribusi LNG dari loading terminal di Pagerungan menuju ke receiving terminal di masing-masing pembangkit listrik di Bali. Dapat dijelaskan bahwa untuk model 1, masingmasing satu kapal pengangkut LNG akan melayani satu daerah tujuan/demand. Dengan kata lain, dari lima jenis kapal yang tersedia, akan dilaksanakan optimasi berdasarkan cost function untuk masing-masing jenis kapal. Kombinasi yang terjadi antara lima jenis kapal LNG serta tiga jenis rute pelayaran kapal, akan menghasilkan tiga jenis kapal yang terpilih untuk melayani tiga jenis rute yang masing-masing berbeda. LNG Carrier Pemaron Pemaron Power Plant LNG Carrier LNG Carrier Gilimanuk Jimbaran Gambar 2. Model 2 Alur Distribusi LNG Gilimanuk Plant Pesanggaran Power Plant Gambar diatas merupakan pola alur distribusi LNG dari loading terminal di Pagerungan menuju ke receiving terminal di masing-masing pembangkit di Bali. Dapat dijelaskan bahwa untuk model 2 ini sedikit berbeda dengan model 1, dimana untuk model ini, hanya diperlukan satu jenis kapal untuk melayani tiga demand PLTD di Bali. Kombinasi rute menjadi lebih sedikit, sedangkan untuk kombinasi jenis kapal masih tetap sama dengan model 1. LNG Carrier Celukan Bawang Piping distribution to Pemaron Power Plant Piping distrbution to Gilimanuk Power Plant LNG Carrier Pesanggaran Power Plant distribusi diatas, bahwa dari lima jenis kapal, satu kapal yang terpilih akan mendistribusikan LNG menuju FSRU yang terletak di perairan Celukan Bawang. FSRU Celukan Bawang akan secara berkelanjutan mendistribusi LNG melalui jaringan pipa menuju pembangkit yang ada di Pemaron dan Gilimanuk. Untuk melayani kebutuhan pembangkit di Pesanggaran (Jimbaran) maka ditambahkan kombinasi tiga buah shuttle vessel yang nantinya akan terpilih satu jenis shuttle vessel untuk melayani demand di Pesanggaran dengan mengambil pasokan LNG dari FSRU yang sama. Model alur distribusi diatas merupakan gambaran secara umum bagaimana LNG tersebut didistribusikan. Dengan ketiga model tersebut, dilakukan perhitungan dan optimasi yang pemilihannya berdasarakan cost function. Cost function disini diantaranya adalah besarnya biaya tetap (fixed cost) dan biaya variabel untuk masing-masing model transportasi dan masing-masing alternatif kapal yang tersedia. Untuk perhitungan optimasi tentunya diperlukan pemodelan secara matematis terlebih dahulu, sebelum dilakukan proses pemilihan dari masing-masing alternatif yang muncul. b. Pemodelan Matematis Model matematis ditentukan dari bagan/gambar alur distribusi yang telah dijelaskan sebelumnya. Berikut akan dijelaskan aspek-aspek yang diperlukan dalam perhitungan optimasi ketiga model tersebut. Untuk pemodelan matematis, aspek pertama yang dapat dimodelkan adalah Total Freight Cost. Maka formula untuk Total Freight Cost adalah: (1) (2) + (3) + (4) (5) (6) (7) Gambar 3. Model 3 Alur Distribusi LNG Gambar diatas merupakan pola alur distribusi LNG dari loading terminal di Pagerungan menuju ke receiving terminal di laut (FSRU Celukan Bawang) untuk melayani kebutuhan tiga demand pembangkit listrik Bali. Seperti yang terlihat pada gambar alur (8) Fungsi di atas akan mencari total biaya yang terjadi dalam satu kali pengapalan yang nantinya perlu dihitung total cost untuk semua kombinasi rute yang

3 muncul. Sedangkan untuk mencari biaya minimum adalah melalui seleksi kombinasi yang terjadi dengan memilih hasil biaya pengapalan yang terkecil. Dimana, D eff = ship effective day S ij = jarak pelabuhan V k = kecepatan kapal saat membawa muatan M ijk = muatan kapal Q k = kecepatan pompa bongkar muat RTD ij = akumulasi waktu round trip kapal k dalam satu hari dari i ke j RTY ijk = akumulasi waktu round trip kapal dalam setahun dari i ke j Vo ijk = trip yang dilakukan kapal untuk memenuhi demand selama satu tahun Dm j = kebutuhan di terminal j Mk j = safety stock di terminal j P port N MFO N MDO P MFO P MDO P ins. ij DOT C ij = harga charge port = konsumsi MFO kapal k = konsumsi MDO kapal k = harga MFO = harga MDO = harga perlindungan/asuransi = kapasitas maksimal tanki terminal j = waktu urgensi terminal j = daily of take = charter kapal dari suplai i ke terminal j Dari model matematis yang telah tersusun satu persatu, lalu ditulis dalam bentuk linear untuk nanti ditentukan fungsi tujuan (objective function) dan batasan kendalanya (constraint). Berikut adalah bentuk algoritma dari total freight cost 2. Analisa Pola Distribusi dan Optimasi Penugasan Kapal Berdasarkan pada semua asumsi data, input data dan batasan seperti yang disebutkan sebelumnya, maka dapat diperoleh luaran model yang berupa pola distribusi LNG domestik yaitu dari kilang LNG Pagerungan menuju ke tiga pembangkit yang berada di Bali, yaitu pembangkit di Pemaron, Gilimanuk, serta pembangkit listrik di Pesanggaran. Seperti yang telah disebutkan sebelumnya bahwa model yang dikembangkan pada studi ini adalah gabungan antara model transportasi dengan model penugasan kapal pengangkut LNG. Hal ini didasarkan pada kenyataan bahwa distribusi yang optimum akan sangat ditentukan oleh jenis kapal yang akan digunakan, karena masing-masing kapal memiliki konsekuensi biaya yang berbeda-beda. Optimasi dilakukan secara bertahap berdasarkan pembagian model yang telah ditentukan. Dengan melakukan model optimasi seperti ini bertujuan untuk menyederhanakan masalah kombinasi. Kombinasi antara model transportasi dan penugasan kapal akan dikerjakan dalam satu rangkaian, namun terlebih dahulu diperhitungakan satu persatu biaya tetap, biaya variabel serta waktu tempuh untuk masing-masing alternatif kapal. Hal inilah yang akan memudahkan kita dalam menghitung. Pertama dilakukan optimasi untuk model 1 kemudian diselesaikan dengan batasan masalah yang telah ditentukan. Tahap selanjutnya dilakukan optimasi untuk model 2 dengan langkah yang sama dengan pemodelan pertama, selanjutnya dilakukan optimasi untuk model 3 yang dimana memiliki perbedaan kombinasi dengan model 1 dan model 2. Perpindahan dari model 1 ke model selanjutnya memiliki tingkat kesulitan masingmasing. Untuk model 3 diperlukan sedikit penjabaran masalah yang lebih rumit jika dibandingkan dengan model 1 dan model 2. Pada optimasi tahap pertama kita akan melakukan analisa suplai distribusi LNG dari kilang Pagerungan hingga ke masing-masing terminal yang ada di Pemaron, Gilimanuk dan Pesanggaran. Kapal-kapal yang digunakan pada tahap optimasi ini adalah mengacu pada kapal-kapal yang digunakan yaitu Shinju Maru, Coral Methane, Norgas, Surya Aki, dan Surya Satsuma. Diantara lima jenis kapal yang dikombinasikan, berdasarkan perhitungan dan constraint yang diberikan, nantinya akan terpilih satu jenis kapal yang memiliki cost function berupa biaya tetap dan biaya variabel yang paling minimum. Pada optimasi tahap kedua kita akan melakukan analisa suplai distribusi dengan rute yang sama dengan optimasi tahap pertama. Perbedaan untuk model tahap kedua adalah rute yang dilewati oleh kapal yang terpilih nantinya adalah untuk melayani ketiga demand PLTD yang ada di Bali secara bergantian. Faktor dari jarak pelayaran sangat berpengaruh pada optimasi tahap kedua ini. Pada model ketiga akan dilakukan analisa suplai distribusi yang lebih kompleks jika dibandingkan dengan model 1 dan 2. Pada model ketiga ini terdapat dua macam penugasan kapal, yaitu satu kapal yang terpilih nantinya akan melayani satu FSRU yang terpilih, dan satu kapal terpilih lainnya melayani pembangkit yang ada di Pesanggaran sebagai shuttle vessel yang akan mengambil LNG dari FSRU yang telah terpilih. Berikut akan dijelaskan lebih terperinci dari masing-masing model optimasi.

4 HASIL Optimasi Penugasan dan Penjadwalan Model Optimasi penugasan dan penjadwalan untuk model 1 dilakukan untuk tiga receiving terminal pada masingmasing PLTD yang ada di Bali, yaitu receiving terminal pada PLTD Gilimanuk, PLTD Pemaron, serta PLTD Pesanggaran. Untuk kilang yang mnyuplai ketiga demand tersebut seperti yang telah disebutkan sebelumnya adalah kilang Pagerungan. Proses distribusi LNG dari kilang Pagerungan menuju ketiga demand yang ada di Bali dilakukan melalui jalur laut sehingga diperlukan proses transportasi menggunakan kapal pengangkut LNG. Terdapat lima jenis kapal pengangkut LNG yang akan dikombinasikan dengan tiga rute demand PLTD yang ditentukan. a. Menentukan Model Optimasi Data utama yang akan digunakan sebagai pemodelan pertama diantaranya ; i. Loading Pagerungan ii. Unloading ( Pembangkit Listrik Bali ) PLTD Gilimanuk PLTD Pemaron PLTD Pesanggaran iii. Kapal Tipe Shinjumaru Tipe Methane Tipe Norgas Tipe Surya Aki Tipe Surya Satsuma Dengan masukan data yang telah ditentukan dari data identifikasi jenis kapal LNG, kosumsi bahan bakar, Charter Rate, kombinasi jarak rute kapal, daftar harga jenis bunker dan biaya Port Charge maka dapat dihitung besarnya biaya tetap (fixed costs) dan biaya variabel untuk masing-masing alternatif kapal. Berikut akan dijelaskan masing-masing tahapan untuk beberapa alternatif kapal yang tersedia. Tahap perhitungan untuk model 1 yang akan dibandingkan diselesaikan satu persatu, mulai dari perhitungan Round Trip per Year, Operating Cost yang terdiri dari MFO Cost per Year, MDO Cost per Year, Port Charge, Insurance Cost, Crew Cost, dan Charter Rate. Sehingga dari semua perhitungan diatas akan didapatkan Total Operating Cost serta Total Ship Cost. Berikut penjabaran dari masingmasing tahapan yang dilakukan: 1. Round Trip Year (Voyage Calculation) Model perhitungan Tabel 1. Round Trip Year Model 1 EQUATION TIME PER YEAR SHINJUMARU Pemaron Gilimanuk Jimbaran Unit Operating Days Per Year days Time at sea per round trip hour Total time taken for one round trip hour Number of Voyage per Year (round trip) times Number of Voyage per Month (round trip) times Total Round Trip days CORAL METHANE Pemaron Gilimanuk Jimbaran Unit Operating Days Per Year days Time at sea per round trip hour Total time taken for one round trip hour Number of Voyage per Year (round trip) times Number of Voyage per Month (round trip) times Total Round Trip days

5 NORGAS Pemaron Gilimanuk Jimbaran Unit Operating Days Per Year days Time at sea per round trip hour Total time taken for one round trip hour Number of Voyage per Year (round trip) times Number of Voyage per Month (round trip) times Total Round Trip days SURYA AKI Pemaron Gilimanuk Jimbaran Unit Operating Days Per Year days Time at sea per round trip hour Total time taken for one round trip hour Number of Voyage per Year (round trip) times Number of Voyage per Month (round trip) times Total Round Trip days Pada tabel yang tertera diatas, terlihat bahwa terdapat perbedaaan total round trip yang ditempuh oleh masing-masing alternatif kapal yang dikompetisikan. Perbedaan ini disebabkan oleh beberapa aspek, diantaranya kecepatan, jarak tempuh, lamanya proses loading/unloading, kapasitas muat kapal, serta safety stock dari masing-masing storage tank terminal tujuan. Terlihat bahwa untuk model 1 ini kapal dengan jenis Surya Satsuma memiliki akumulasi total round trip per year yang paling minimal untuk melayani ketiga demand yang ada di Pemaron, Gilimanuk, dan Pesanggaran (Jimbaran). Hal ini disebabkan oleh aspek-aspek yang telah disebutkan sebelumnya, dan aspek yang sangat mempengaruhi perhitungan tersebut adalah kapasitas ruang muat dari Surya Satsuma yang paling besar diantara alternatif kapal yang lain. Pada perhitungan tangki storage tank model 1 ini, dipengaruhi oleh besar ruang muat kapal, jadi diasumsikan besar tangki demand sama dengan besar tangki ruang muat kapal ditambahkan dengan safety stock dari tangki. Dari perhitungan ini saja belum bisa dikatakan kapal jenis Surya Satsuma mempunyai Cost Function paling optimal dalam melayani ketiga demand pembangkit yang ada di Bali. Masih ada beberapa faktor lain yang mempengaruhi biaya pengiriman oleh alternatif kapal tersebut, antara lain 1) Biaya Konsumsi bahan bakar ( MFO dan MDO ) 2) Biaya pelabuhan ( Port Charge) 3) Biaya Asuransi ( Insurance Cost ) 4) Biaya Sewa Kapal ( Charter Rate ) Lebih lanjut rincian berkenaan dengan biaya pengiriman oleh kapal per tahun, diuraikan pada lampiran. b. Batasan dan Luaran Model 1 Batasan dimaksudkan agar kombinasi kapal yang terpilih nantinya merupakan sebuah kombinasi yang layak atau feasible. Batasan yang diberikan untuk model 1 adalah batasan pada muatan yang diangkut kapal, waktu tempuh kapal untuk pemenuhan kebutuhan demand sebelum batas urgensi storage, serta waktu akumulasi tempuh kapal dalam setahun. Dan luaran nantinya adalah terpilih satu jenis kapal pembanding yang akan melayani demand di Pemaron, Gilimanuk, serta Pesanggaran (Jimbaran). Berikut tabel batasan serta luaran dari model 1

6 Tabel. 2. Batasan Model 1 SHIP CARGO CARRYING CONSTRAINT Min g(x) Max unit Ship's Cargo Carrying Capacity Pemaron 83,429 93, ,000 unit Ship's Cargo Carrying Capacity Gilimanuk 135, , ,000 unit Ship's Cargo Carrying Capacity Jimbaran 168, , ,000 unit URGENSI DEPOT Min g(x) Max unit Ship Round Trip Day To Pemaron hours Ship Round Trip Day To Gilimanuk hours Ship Round Trip Day To Jimbaran hours STORAGE TANK Min g(x) Max unit Storage Tank in Pemaron m3 Storage Tank in Gilimanuk m3 Storage Tank in Jimbaran m3 TOTAL ROUND TRIP (YEAR) Min g(x) Max unit Ship Round Trip Day To Pemaron hours Ship Round Trip Day To Gilimanuk hours Ship Round Trip Day To Jimbaran hours Tabel 3. Luaran Model 1 Dengan batasan yang telah ditetapkan tersebut, maka selanjutnya dilakukan perhitungan pemilihan jenis kapal yang akan melayani ketiga demand yang telah ditentukan dengan menggunakan excel solver untuk selanjutnya ditemukan optimasi biaya yang digunakan untuk biaya transportasi dan distribusi LNG dari Pagerungan. PEMARON Min OUTPUT g(x) Max Unit Shinjumaru Unit Coral Methane Unit Norgas Unit Surya Aki Unit Surya Satsuma Unit GILIMANUK Min g(x) Max Unit Shinjumaru Unit Coral Methane Unit Norgas Unit Surya Aki Unit Gambar 4. Excel Solver Model 1 Dari excel solver diatas didapatkan tiga jenis kapal yang terpilih dari 15 alternatif kapal untuk melayani tiga demand yang ada di Bali, yaitu masing-masing satu kapal untuk melayani kebutuhan demand di pembangkit Pemaron, Singaraja, dan Pesanggaran ( Jimbaran ). Surya Satsuma Unit JIMBARAN Min g(x) Max Unit Shinjumaru Unit Coral Methane Unit Norgas Unit Surya Aki Unit Surya Satsuma Unit Dari tabel tersebut, dapat diketahui bahwa kapal yang paling sesuai digunakan untuk distribusi LNG dari Pagerungan ke Pemaron, Pagerungan ke Gilimanuk, serta rute dari Pagerungan ke Jimbaran adalah masingmasing menggunakan kapal sekelas Shinjumaru. Uraian

7 penugasan untuk masing-masing kapal adalah sebagai berikut. a. Untuk memenuhi seluruh kebutuhan Pemaron dibutuhkan 1 unit kapal sekelas Shinjumaru dengan kapasitas 2500 m 3. Untuk mengangkut LNG dari Pagerungan ke Pemaron sejauh 122 mile dengan kecepatan kapal 15 knot serta waktu bongkar muat 7 jam, maka untuk satu kali round trip diperlukan waktu 27,65 jam. Dengan demikian total kebutuhan Pemaron dalam 1 tahun sebesar 83,429 TPY dapat dipenuhi oleh 1 unit kapal sejenis Coral Methane dengan melakukan akumulasi perjalanan selama 1 tahun sebanyak 2559,53 jam atau 107 hari. Muatan yang dibawa selama 1 tahun proses distribusi LNG oleh kapal Shinjumaru adalah sebanyak 93,740 TPY. b. Untuk memenuhi seluruh kebutuhan Gilimanuk dibutuhkan 1 unit kapal sekelas Shinjumaru dengan kapasitas 2500 m 3. Untuk mengangkut LNG dari Pagerungan ke Gilimanuk sejauh 154 mile dengan kecepatan kapal 15 knot serta waktu bongkar muat 7 jam, maka untuk satu kali round trip diperlukan waktu 31,35 jam. Dengan demikian total kebutuhan Pemaron dalam 1 tahun sebesar 135,571 TPY dapat dipenuhi oleh 1 unit kapal sejenis Shinjumaru dengan melakukan akumulasi perjalanan selama 1 tahun sebanyak 4716,91 jam atau 197 hari. Muatan yang dibawa selama 1 tahun proses distribusi LNG oleh kapal Shinjumaru adalah sebanyak 152,327 TPY. c. Untuk memenuhi seluruh kebutuhan Pesanggaran (Jimbaran) dibutuhkan 1 unit kapal sekelas Shinjumaru dengan kapasitas 2500 m 3. Untuk mengangkut LNG dari Pagerungan ke Jimbaran sejauh 171 mile dengan kecepatan kapal 15 knot serta waktu bongkar muat 7 jam, maka untuk satu kali round trip diperlukan waktu 33,32 jam. Dengan demikian total kebutuhan Jimbaran dalam 1 tahun sebesar 168,943 TPY dapat dipenuhi oleh 1 unit kapal sejenis Shinjumaru dengan melakukan akumulasi perjalanan selama 1 tahun sebanyak 3281,07 jam atau 260,30 hari. Muatan yang dibawa selama 1 tahun proses distribusi LNG oleh kapal Shinjumaru adalah sebanyak 189,823 TPY. Dengan distribusi muatan LNG serta penugasan kapal seperti tersebut diatas, akan menghasilkan biaya pengiriman yang paling minimum dengan komponen biaya seperti berikut Tabel 4. Biaya Pengiriman LNG per tahun No Jenis Kapal Total Operating Cost Fixed Cost Shinjumaru (Jimbaran) 8,911,432 1,950,000 Shinjumaru (Pemaron) 4,245,226 1,950,000 Shinjumaru (Gilimanuk) 7,046,364 1,950,000 Total Ship Cost 10,861,432 6,195,226 8,996,364 Total Cost 26,053,022 Komponen dari fixed cost adalah biaya tetap dan tidak tergantung pada operasi kapal, terdiri atas biaya kepemilikan kapal. Sedangkan biaya total operasi kapal adalah biaya konsumsi bahan bakar, biaya pelabuhan, biaya asuransi, dan biaya crew kapal. Dengan total biaya transportasi sebesar USD 27,028,022 per tahun dapat dikirim sejumlah 435,891 TPY LNG untuk pemenuhan masing-masing demand di Bali. Analisa Ekonomi Distribusi LNG Pagerungan Berdasarkan pada hasil ketiga pemodelan untuk pola distribusi LNG dari Pagerungan menuju ke Bali yang telah dilakukan di tahap sebelumnya, besar investasi yang diperlukan untuk merealisasikan pola distribusi tersebut juga perlu diuraikan. Analisa ini akan didasarkan pada besarnya unit biaya pengiriman hingga ke terminal penerima. Pola distribusi LNG dari Pagerungan menuju ke Bali telah ditentukan sebelumnya untuk 1 (satu) sumber, yaitu Pagerungan dan 3 (tiga) penerima yaitu pembangkit Gilimanuk, Pemaron, dan Pesanggaran (Jimbaran). Telah dilakukan pemilihan kapal yang paling sesuai untuk melakukan distribusi tersebut dengan mempertimbangkan kendala-kendala operasional masing-masing kapal. Selain itu dilakukan pula pemilihan model rute yang mempunyai cost function paling minimum dari ketiga model yang telah diuraikan. Model yang paling sesuai untuk distribusi Pagerungan- Bali sesuai dengan optimasi yang telah dilakukan pada tahap sebelumnya terhadap biaya transportasi adalah model 1. Oleh karena itu pola distribusi ini tentu membawa konsekuensi biaya (investasi) yang diperlukan, sebagai berikut : Investasi Ladang Gas (Gas Development) Berdasarkan informasi dari LNG Capex & Economics dari LNG Badak, bahwa untuk perhitungan economics sharing and in the LNG chain disebutkan untuk proses pada ladang gas setidaknya memerlukan investasi atau indikasi biaya untuk pengembangan gas weld antara US$500 juta-us$ 1 Milyar atau sekitar US$0.5 US$ 1 per MMBtu. Dengan berdasarkan informasi dan asumsi diatas dapat diperoleh perkiraan investasi untuk pengembangan gas weld Pagerungan yang mempunyai kapasitas produksi harian 80 MMSCFD adalah US$ 18,220,800 Investasi Kapal Telah diketahui pada perhitungan sebelumnya bahwa pola model yang paling sesuai untuk pendistribusian LNG domestik (dari sumber Pagerungan menuju tiga lokasi demand di Bali) selama satu tahun adalah 3 (tiga) kapal sekelas Shinjumaru untuk melayani kebutuhan masing-masing demand Pemaron, Gilimanuk, serta Pesanggaran. Dengan berdasarkan asumsi dan informasi yang diperoleh, bahwa harga sewa kapal dengan kapasitas 2500 m 3 US$ 6000 per hari, maka besarnya biaya tetap (fixed cost) pertahun untuk masing-masing kapal yang terpilih adalah US$ 1,950,000. Dengan demikian besarnya investasi untuk mengadakan tiga unit kapal dengan kapasitas 2500 m 3 adalah sekitar US$ 5,850,000. Sedangkan untuk biaya operasional kapal, telah ditentukan pada perhitungan sebelumnya sebesar US$ 26,053,022 Investasi Liquefaction Plant Dalam studi ini, analisis kebutuhan investasi untuk Liquefaction Plant tidak dilakukan secara mendetail karena keterbatasan informasi dan data yang tersedia. Analisis kebutuhan investasi liquefaction plant dan sarana yang lain dilakukan dengan menghitung unit biaya investasi liquefaction plant dari beberapa sumber yang sudah ada.

8 Menurut Energy Information Administration (EIA) bahwa biaya modal untuk LNG value chain terdiri dari 30-45% untuk liquefaction plant, 10-30% untuk transportation, 15-25% untuk regasification and distribution. Berikut gambaran yang memperlihatkan capital cost untuk beberapa LNG value chain yang lainnya Gambar 5. Capital Cost untuk beberapa LNG value chain Sumber : Jansen (2003) Dari informasi tersebut dapat terlihat bahwa dibutuhkan investasi untuk supply chain LNG dari Indonesia ke Jepang dengan rincian sebagai berikut : field development sebesar US$ 1,3 Milyar, liquefaction plant sebesar US$ 1,8 Milyar, transportation sebesar US$ 900 Juta dan regasification & distribution sebesar US$ 500 Juta Gambar 6. Indikasi LNG Capital Cost Informasi lain diatas menunjukkan bahwa investasi untuk pembangunan liquefaction plant pada tahun 2010 diperkirakan sampai US$ 200 per ton, sedangkan untuk transportation cost diperkirakan sampai US$ 120 per ton, serta untuk regasification diperkirakan sampai US$ 110 per ton. Sedangkan menurut LNG Capex & Economics dari LNG Badak, bahwa untuk perhitungan economics sharing in the LNG chain disebutkan untuk proses liquefaction plant membutuhkan biaya US$800 Juta US$ 1 Milyar atau US$ 0,8 US$ 1 per MMBtu Berdasarkan informasi-informasi tersebut diatas perhitungan kebutuhan investasi pembangunan liquefaction plant dalam studi ini dapat dilakukan. Dari total kapasitas gas weld yang ada di Madura sebesar 300 MMSCFD per hari akan dipergunakan untuk kebutuhan Bali sebagai daerah demand sebesar 80 MMSCFD atau sama dengan 584,000 TPY. Hasil perhitungan yang diperoleh dari informasi sebelumnya menunjukkan bahwa rata-rata biaya pembangunan liquefaction plant US$ 0,8 per MMBtu. Dengan demikian biaya investasi yang diperlukan untuk liquefaction plant di Pagerungan sebagai daerah supply LNG ke Bali adalah US$ 24,294,400. Investasi Menurut LNG CAPEX and Economic LNG Badak bahwa untuk pembangunan receiving terminal membutuhkan investasi sebesar US$300 US$400 atau sebesar US$0,40 US$0,50 per MMBtu. Dari informasi tersebut dapat diperoleh biaya investasi masing-masing terminal penerima LNG di Gilimanuk, Pemaron, serta Pesanggaran. Dengan demikian biaya investasi yang diperlukan untuk pembangunan terminal penerima pada masing-masing lokasi penerima adalah US$ 1,735,314 untuk receiving terminal di Pemaron dengan kebutuhan 83,429 TPY, US$ 2,819,886 untuk receiving terminal di Gilimanuk dengan kebutuhan 135,571 TPY, dan US$ 3,514,011 untuk receiving terminal di Pesanggaran dengan kebutuhan 168,943 TPY. Sehingga total investasi yang diperlukan untuk ketiga lokasi adalah US$ 8,069,211 untuk memenuhi kebutuhan ketiga demand Bali sebesar 387,943 TPY. Investasi Proses Regasifikasi Informasi yang dijadikan dasar perhitungan proses regasifikasi adalah sama dengan informasi yang digunakan untuk menghitung investasi yang terdapat dalam economics sharing in the LNG chain Badak. Maka, berdasarkan informasi tersebut diatas, kebutuhan investasi untuk proses regasifikasi ketiga lokasi penerima adalah sebagai berikut : Gilimanuk membutuhkan investasi untuk proses regasifikasi 135,571 TPY LNG sebesar US$ 3,172,371, Pemaron membutuhkan investasi untuk proses regasifikasi 83,429 TPY LNG sebesar US$ 1,952,229, dan Pesanggaran (Jimbaran) membutuhkan investasi untuk proses regasifikasi 168,943 TPY LNG sebesar US$ 3,953,263. Sehingga total investasi yang diperlukan untuk ketiga lokasi tersebut adalah US$ 9,077,863. Dari perhitungan total kebutuhan investasi untuk distribusi LNG Pagerungan-Bali (Pemaron, Gilimanuk, Pesanggaran) seperti yang telah dijelaskan pada tahap-tahap sebelumnya, maka total investasi untuk seluruh proses rantai suplai LNG adalah seperti terlihat pada tabel berikut

9 Tabel 5. Biaya Investasi Total LNG Chain 1 No Item rantai suplai LNG Ladang Gas (Pagerungan Gas Weld) Total Cost 18,220,800 2 Shipping 26,885,961 3 Liquefaction Plant 24,294,400 dapat memberikan kepuasan kepada konsumen. Metode Penetapan harga jual dengan pendekatan biaya dapat dilakukan dengan cara: 1. Metode Penetapan Harga Biaya Plus (Cost Push Pricing Method) Dengan metode ini, harga jual per unit ditentukan dengan menghitung jumlah seluruh biaya per unit ditambah jumlah laba yang dikehendaki pada unit tersebut (disebut margin). Dengan demikian, harga jual produk dapat dihitung dengan rumus: BIAYA TOTAL + MARGIN = HARGA JUAL JUMLAH BARANG 4 8,069,211 5 Regasifikasi 9,077,863 TOTAL 86,548,235 Jumlah LNG yang dapat dikirim oleh 3 (tiga) kapal sekelas Shinjumaru untuk melayani kebutuhan di pembangkit Pemaron, Singaraja, dan Pesanggaran selama satu tahun sebanyak 435,891 ton, sehingga total biaya mulai dari gas weld sampai ke pengguna di masingmasing pembangkit adalah sebesar US$ 3,82/mmbtu. a. Margin Harga Jual Harga jual adalah sejumlah biaya yang dikeluarkan pengusaha/penjual/pemerintah (LNG supply chain) untuk memproduksi suatu barang atau jasa ditambah dengan persentase laba yang diinginkan. Untuk mencapai laba yang diinginkan seller dapat menarik minat konsumen dengan cara menentukan harga yang tepat untuk produk yang terjual. Harga yang tepat adalah harga yang sesuai dengan kualitas produk suatu barang, dan harga tersebut Tabel 6. Margin Harga Jual LNG Pagerungan-Bali No Tipe Harga Jual A (Margin 10%) Harga Jual B (Margin 15%) Harga Jual C (Margin 20%) Harga Jual D (Margin 25%) Biaya Total Margin Keuntungan 86,548,235 95,203, ,548,236 99,530, ,548, ,857, ,548, ,185, Penetapan Harga Mark Up (mark up pricing) Yaitu dimana para pedagang membeli barang-barang dagangannya untuk dijual kembali dengan harga jual dengan menambahkan mark-up tertentu terhadap harga beli. Rumus yang digunakan adalah : HARGA BELI + MARK UP = HARGA JUAL Jadi, mark-up merupakan kelebihan harga jual di atas harga belinya. Keuntungan diperoleh dari mark-up tersebut. Untuk penetapan margin harga jual LNG Pagerungan-Bali ini digunakan margin penjualan sebesar 10%, 15%, 20%, serta 25% dari biaya total. Berikut akan dijelaskan margin penjualan yang dibebankan kepada biaya total beserta besar biaya total per MMBtu yang dihasilkan dari pemberian margin penjualan Biaya Total (US$/MMBtu) Harga Jual Kangean Energy Indonesia Gas yang dihasilkan blok Kangean KKS dijual ke PT PLN (Persero), PT Pertamina Gas, dan PT Indogas Kriya Dwiguna. Blok Kangean dikelola oleh anak usaha PT Energi Mega Persada Tbk (ENRG), yaitu Kangean Energi Indonesia Limited (KEI). Rata-rata dijual US$5,15/MMBtu Jadi dapat dilihat pada tabel diatas bahwa dengan margin harga jual yang diberikan sebesar 10%, 15%, 20%, serta 25% kepada biaya total, telah mempengaruhi biaya akhir yang dikenakan pada pembangkit yang menerima suplai LNG. Terlihat bahwa untuk penambahan margin sebesar 10% maka asumsi biaya total per MMBtu adalah sebesar US$ 4,44/MMBtu, kemudian untuk 15% sebesar US$ 4,65/MMBtu, untuk 20% sebesar US$ 4,85/MMBtu, serta untuk 25% sebesar US$ 5,05/MMBtu. KESIMPULAN Berdasarkan pada pembahasan pada laporan ini yang mengacu pada hasil-hasil analisa data dan informasi-informasi lain yang relevan, maka dapat ditarik kesimpulan untuk hasil studi yang dilaksanakan, sebagai berikut :

10 1. Dalam pendistribusian LNG dari Pagerungan untuk melayani kebutuhan tigademand di Bali, model distribusi yang efektif dengan total cost paling minimum adalah model 1, dengan rincian model distrisbusi sebagai berikut a. Untuk memenuhi seluruh kebutuhan Pemaron dibutuhkan 1 unit kapal sekelas Shinjumaru dengan kapasitas 2500 m 3. Untuk mengangkut LNG dari Pagerungan ke Pemaron sejauh 122 mile dengan kecepatan kapal 15 knot serta waktu bongkar muat 7 jam, maka untuk satu kali round trip diperlukan waktu 31,65 jam. Dengan demikian total kebutuhan Pemaron dalam 1 tahun sebesar 83,429 TPY dapat dipenuhi oleh 1 unit kapal sejenis Shinjumaru dengan melakukan akumulasi perjalanan selama 1 tahun sebanyak 2929,86 jam atau 122 hari. Muatan yang dibawa selama 1 tahun proses distribusi LNG oleh kapal Shinjumaru adalah sebanyak 93,740 TPY. b. Untuk memenuhi seluruh kebutuhan Gilimanuk dibutuhkan 1 unit kapal sekelas Shinjumaru dengan kapasitas 2500 m 3. Untuk mengangkut LNG dari Pagerungan ke Gilimanuk sejauh 154 mile dengan kecepatan kapal 15 knot serta waktu bongkar muat 7 jam, maka untuk satu kali round trip diperlukan waktu 35,35 jam. Dengan demikian total kebutuhan Pemaron dalam 1 tahun sebesar 135,571 TPY dapat dipenuhi oleh 1 unit kapal sejenis Shinjumaru dengan melakukan akumulasi perjalanan selama 1 tahun sebanyak 5318,70 jam atau 222 hari. Muatan yang dibawa selama 1 tahun proses distribusi LNG oleh kapal Shinjumaru adalah sebanyak 152,327 TPY. c. Untuk memenuhi seluruh kebutuhan Pesanggaran (Jimbaran) dibutuhkan 1 unit kapal sekelas Shinjumaru dengan kapasitas 2500 m 3. Untuk mengangkut LNG dari Pagerungan ke Jimbaran sejauh 171 mile dengan kecepatan kapal 15 knot serta waktu bongkar muat 7 jam, maka untuk satu kali round trip diperlukan waktu 33,32 jam. Dengan demikian total kebutuhan Jimbaran dalam 1 tahun sebesar 168,943 TPY dapat dipenuhi oleh 1 unit kapal sejenis Shinjumaru dengan melakukan akumulasi perjalanan selama 1 tahun sebanyak 6997,11 jam atau 292 hari. Muatan yang dibawa selama 1 tahun proses distribusi LNG oleh kapal Shinjumaru adalah sebanyak 189,823 TPY. 2. Total biaya operasi pengapalan satu tahun untuk operasi model 1 adalah USD 26,885,961 dengan jumlah muatan yang dikirim sebesar 435,891 TPY LNG 3. Estimasi biaya investasi untuk model 1 secara keseluruhan dari ladang gas, liquefaction plant, shipping, receiving terminal, dan regasification adalah sebesar US$ 86,548,235 atau harga jika dinyatakan dalam satuan penjualan LNG sebesar US$ 3,82/MMBtu. 4. Dengan margin harga jual yang ditetapkan secara berturut-turut sebesar 10%, 15%, 20%, serta 25%, harga satuan penjualan LNGsebesar US$ 4,20/MMBtu, kemudian untuk 15% sebesar US$ 4,39/MMBtu, untuk 20% sebesar US$ 4,58/MMBtu, serta untuk 25% sebesar US$ 4,77/MMBtu. 5. Konsep pemakaian mini LNG carrier untuk kapal-kapal dengan kapasitas 2500 m 3, 7500 m 3, m 3, m 3, dan m 3 akan menjadi sangat menentukan jika jumlah muatan LNG yang harus diangkut relatif tidak terlalu besar serta jarak tempuh yang tidak terlalu lama misal untuk studi kali ini Pagerungan-Bali. Berdasarkan dari analisa dan kesimpulan yang muncul ada beberapa hal yang perlu di upayakan dalam rangka mendapatkan pola rute pendistribusian LNG yang efektif dan ekonomis. 1. Diperlukan data yang aktual dan akurat dari masing-masing item supply chain sebagai penunjang dalam analisa pendistribusian LNG yang kontinyu. 2. Kajian ulang mengenai model distribusi LNG khususnya untuk model 3 (penambahan FSRU) perlu dilakukan. Mengingat penyelesaian masalah dengan fungsi tujuan yang lebih dari satu tidak bisa diselesaikan secara sekaligus menggunakan solver. Goal programming mungkin bisa menjadi solusi dalam menyelesaikan pemograman linier dengan fungsi tujuan lebih dari satu. 3. Cluster LNG sebagai teknologi baru pada sistem transportasi LNG layak dimasukkan sebagai model distribusi baru dalam penelitian LNG supply chain kedepan. 4. Permintaan akan gas alam untuk pasar dalam negeri menunjukkan sudah seharusnya pemerintah memulai langkah-langkah persiapan berupa penyiapan infrastruktur yang menunjang transmisi dan distribusi gas alam domestik, khususnya pada moda transportasi laut berupa infrastruktur liquefaction plant, loading terminal, pengadaan kapal, terminal penerima dan distribusi selanjutnya sampai ke pengguna terakhir. DAFTAR PUSTAKA [1] Aditya, W. P. (2010). Optimasi Penjadwalan Rute Pelayaran Kapal Distribusi LPG PT.Pertamina Berdasarkan Skenario Perubahan Komposisi, 30% Propan-70% Butan. Surabaya. [2] Afdal. (2009). Kajian Pembangunan Penerima Gas Alam Cair. Depok. [3] Alavi, S. (2004). LNG Tanker Market. Rotterdam: Erasmus University.

11 [4] Artana, K. B. (2005). Pengambilan Keputusan Kriteria Jamak (MCDM) Untuk Pemilihan Lokasi Floating Storage And Regasification Unit (FSRU):Studi Kasus Suplai LNG Dari Ladang Tangguh ke Bali. [5] ASA, I. S. (2007). The flexible solution I.M. Skaugen s fleet of Small Scale LNG Carriers. Norway: haakan.werner@norgas.org. [6] BPMIGAS. (2008, August 15). Buletin BPMIGAS. Mengupas Kontrak LNG Tangguh. [7] Flystra, D., Lasdon, L., Watson, J., & Waren, A. (1998). Design and Use of the Microsoft Excel Solver.Texas. [8] Foss, M. M. (2007). Introducion to LNG. Houston: Texas. [9] Hakim, A., & Sumardi, I. An Introduction of Gas Business and Its Competitiveness for Electricity. [9] (n.d.). [10] (n.d.). [11] Jakarta, U. E. Petroleum Report Indonesia Jakarta: Migas Indonesia. [12] Ketut Buda Artana, Dr; Soegiono, Prof. Ir. (2006). Transportasi LNG Indonesia. Surabaya: Airlangga University Press. [13] LNG, H. (2004). LNG Floating Storage and Regas Unit. Houston: LEIF HÖEGH & CO. [14] Oscarino, Y. N. (2010). Distribution LNG from LNG plant to Floating Storage Regasification Unit (FSRU) to supply Indonesia Power Demand by Using Simulation. Surabaya. [15] Pelita, H. U. (2008, Juni 6). Pembangkit Listrik Bali Gunakan LNG Tahun [16] Pembaruan, H. S. (2008, Juni 24). 2010, PLN Gunakan LNG. [17] Persero, P. P. (2010). Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Jakarta: PT PLN Persero. [18] Suprapto, Y. P. (2007). LNG & The World of Energy. Kalimantan Timur: LNG Badak.